历史拟合与动态预测市公开课一等奖百校联赛特等奖课件

历史拟合概念历史拟合步骤历史拟合工作制度历史拟合指标确定参数可调范围历史拟合普通操作方法生产历史拟合第1页油田、单井压力油田、单井产量地质储量油田、单井含水率等模拟计算与实测数据是否一致动态预测Yes对原始参数调整No已经有油藏参数渗透率孔隙度各种动态数据等饱和度1、历史拟合概念第2页2、历史拟合步骤搜集历史动态资料判断资料准确性明确历史拟合目标建立起初始模型建立起初始模型与实际油田动态历史进行比较合理拟合结果参数调整历史拟合判断参数修改是否合理不符合符合第3页3、历史拟合工作制度全部注水井定注入量，全部采油井定地面产液量；注水井定压，采油井定地面产液量；模型边界处注水井和采油井定井底流压，模拟区内部注水井和采油井分别定注入量和地面产液量；对应于上述三种方法，若将对应油井定地面产液量改为地下总采出体积（包含油、气、水），能够得到另外三种工作制度。第4页4、历史拟合指标在定产情况下，拟合指标：实测油水比（或含水，或水饱和度）和油气比；实测地层压力，或实测井底流压等；若油井在不变总采收率或定压情况下生产，则拟合指标可能是产油量；拟合见水时间和见水层位等等；拟合分层开采指标（若有比较可靠实测资料）。拟合指标类型：第5页油井含水和地层压力作为主要指标；其次是拟合单井见水时间、见水层位；最终是生产指数和注水指数拟合（也即拟合油水井井底流动压力）气油比普通不列为主要拟合指标：原因是：1)开采过程中基本上保持在饱和压力以上开采，气油比比较稳定；2）矿场油气比测量资料不准确。主要拟合指标确定及目一第6页拟合单井含水单井产油量地下水饱和度分布油井见水时间及见水层位符合实际层间关系最终一个阶段生产指数、吸水指数拟合油水井产液及吸水能力全区（油田）及单井压力拟合注采平衡（注采关系正确）地质储量主要拟合指标确定及目二第7页5、确定参数可调范围

它在任何油田都是不定参数。这不但是因为测井解释渗透率值与岩心分析值误差较大，而且依据其特点，井间渗透率分布也是不确定，所以渗透率修改允许范围较大，能够放大或缩小2－3倍或更多。渗透率：第8页孔隙度：有效厚度：

油层测井解释有效厚度与取芯资料对比，普通偏高30％左右，主要是钙质层和泥质夹层没有完全扣除，所以可调范围为-30%－0％。油层部分孔隙度在25％～30％之间，平均为27％，改变范围不大。所以孔隙度视为确定参数，不做修改，或允许改动范围在±3％。第9页岩石和流体压缩系数:流体压缩系数是试验测定，改变范围较小，认为是确定。而岩石压缩系数即使也是试验测定，但受岩石内饱和流体和应力状态等影响，有一定改变范围，而且与有效厚度相连非有效部分也有一定弹性作用，考虑这部分影响，允许岩石压缩系数能够扩大一倍。第10页油气PVT性质:普通认为是确定参数，在详细情况下也允许作适当修改，应依据详细情况而定。初始流体饱和度:普通认为是确定参数，必要时允许小范围修改。第11页相对渗透率曲线：因为油藏模拟模型网格粗，网格内部存在严重非均质性，其影响不可忽略，这与均质岩心情况不一样，所以相对渗透率曲线应看做不定参数。即使在拟曲线研究中，给出了很好初值，但仍允许做适当修改。第12页油水和油气界面：在资料不多情况下允许在一定范围内修改。在一些情况允许修改范围放宽。比如：对于边底水油藏，矿场只提供一个平均油水界面（深度），这时可在较大范围内修改。第13页6、历史拟合普通操作方法生产指数只做最终一个时间步，因为只有最终一步生产指数对动态预测有意义。开始油藏原始平衡状态检验(零流量模拟)拟合井底压力拟合油田平均压力拟合单井压力拟合油田综合含水率检验油藏压力拟合情况结束拟合单井含水率第14页在进行全区压力拟合时，首先着重拟合压力水平，兼顾拟合压力改变形状。当拟合压力改变形状与实测基本一致时，只是压力水平不一样时，主要调整压缩系数和孔隙体积。当分析发觉注采关系不正确时，可依据注采平衡标准对边界井劈分系数进行调整或修改注水井指数。当油水井压差过大时，表明全区渗虑能力过低，可适当提升相对渗透率端点值。(1)压力拟合第15页

以下列图所表示，若将岩石压缩系数扩大为原来1.5倍将实现最终拟合。第16页当压力与时间计算改变形状与实际不一致时，则普遍地修改模型渗透率，也包含边界流入函数渗透率，因为油藏中产生压力分布是因为流体流动结果，这个结果由达西定律所确定，它包含着总以乘积出现KKrl（l＝o、w、g；K为渗透率；Krl

为某项相对渗透率）所以同时也可修改相对渗透率，在拟合全区压力形状时，着重调整对全区压力影响大单井压力形状。第17页

从上图中能够看出，从整个改变趋势上看，拟合压力低于观察压力，但两条曲线几乎平行，这是经典油藏渗透率给低了情况，若将油藏渗透率增加为原来1.5，则能够实现最终拟合。第18页

从上图中能够看出，计算压力值低于观察值且继续发散，这是经典因为远离井区渗透率和孔隙度给定过低造成结果，在此情况下可保持油藏渗透率不变，将水层渗透率提升到原来1.5倍，就能够实现拟合。第19页单井压力拟合主要调整表皮效应到达对单井压力动态拟合，有时也可调整井周围地域渗透率或方向渗透率。全区压力拟合与单井压力拟合不是截然分开，在进行全局压力拟合时也考虑单井情况，附带做局部修改，并着重那些对全区压力影响很显著单井压力拟合。同时还应注意在调整井与井之间平面关系同时，也考虑单井本身层间关系，这时还能够修改射开KH（地层系数）。第20页含水率拟合最惯用方法是修改相对渗透率曲线，有时也调整油水界面和油气界面位置，同时原油粘度对含水率也有一定影响。与压力拟合类似，含水率拟合也要分为全区拟合和单井拟合。（2）含水率拟合第21页比如位于油区油井开井早期见水，而实际情况并没有见水，有时出现见水滞后，其主要原因可能是：相渗关系端点值与初始流体饱和度不匹配，需要进行调整和修正。见水过早见水滞后水相相对渗透率曲线调整第22页调整渗透率分布或原油粘度后，压力分布和单井压力都发生改变，当调整相对渗透率曲线时，因为该相流量也随之发生对应改变，必定造成压力改变，比如当水相对渗透率曲线下移时，因为水相流量降低，必定造成流动时压力值降低，所以在含水率拟合好后，必须再对压力进行必要调整。压力、含水率、气油比等都已经拟合好后就能够进行动态预测了。第23页进行数值模拟研究最终目标都是为了对油田未来动态进行预测。历史拟合结束之后经过分析油层综合开采情况、压力与流体饱和度分布情况等，总结以往开发经验，发觉今后开发潜力